Categoría: Industria

Más de 270 mil trámites y solicitudes de asesoría recibió la entidad en 2021, 9 % más en comparación con 2020. El servicio de energía se mantiene como el de mayor número de reclamos, seguido de gas natural, acueducto y aseo.

1º de febrero de 2022.   En 2021, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios recibió 255.564 trámites y 16.646 solicitudes de asesoría relacionadas con la prestación de los servicios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía y gas. La cifra muestra un incremento del 9 % en comparación con los registrados en 2020.

El servicio de energía eléctrica se mantuvo como el de mayor reclamación por parte de los usuarios en el país con casi 110 mil trámites y solicitudes. El servicio de gas natural con 45.737 ocupa el segundo lugar, seguido por el de acueducto con 39.333; aseo con 17.899 trámites, y finalmente alcantarillado y gas licuado de petróleo con 1.117 y 164, respectivamente.

Las principales causales de reclamación por facturación de los servicios públicos son la inconformidad por la medición del consumo o producción facturado con 113.977 casos, cobros inoportunos con 11.064, y cobros por conexión, reconexión, reinstalación con 9.900. Sobre la prestación del servicio, los principales reclamos son por temas administrativos y por la suspensión o corte de los servicios sin previo aviso.

Al respecto, la superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Natasha Avendaño, informó que “observamos un incremento en el número de trámites e interacciones directas con los usuarios, debido, en parte, a las condiciones de aislamiento y dificultades para obtener respuesta de las empresas prestadoras, lo que llevó a las personas afectadas a presentarlas directamente a la superintendencia. Por ejemplo, recibimos 21 mil solicitudes de Silencio Administrativo Positivo, 71 % más que en 2020. Con este recurso las personas piden que se resuelva su caso a favor, ante la no respuesta de la empresa”.

Del total de trámites y solicitudes recibidas por la Superservicios, 117.362 son peticiones, quejas y reclamos; 95.395 recursos de apelación, y 21.114 recursos de reposición, de queja y revocatorias. 21.693 corresponden a solicitudes de reconocimiento de Silencio Administrativo Positivo, y 16.646 fueron solicitudes de asesoría o atención personalizada.

Estos trámites y solicitudes de asesoría fueron recibidos en su mayoría por medio de correo electrónico (193.776) y la plataforma virtual Te Resuelvo (46.040). Por zona geográfica, los departamentos con mayor número de reclamos, recursos de ley y asesorías fueron Bogotá D.C. con 96.168; Atlántico, 53.705; Bolívar, 19.574; Valle de Cauca, 16.321; Santander, 12.414 y Antioquia, 11.518. En estos se concentra el mayor número de usuarios en el país.

Empresas con mayores reclamos

Las empresas Afinia, Air-e, Codensa y EPM en el servicio de energía; Vanti y Gas Natural del Oriente, para el servicio de gas; y la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá, encabezan la lista de los prestadores con mayores reclamos. La principal inconformidad de los usuarios de estos prestadores se relaciona con la medición del consumo, cobros inoportunos o cobros por reconexión.

“Con estas empresas, que atienden el mayor número de usuarios en el país y cubren gran parte del territorio nacional, mantenemos una vigilancia directa. En algunos casos hemos suscrito con sus representantes programas de gestión o de mejoramiento, a los que hacemos seguimiento permanente. Se observan avances en la mayoría de las metas establecidas, y frente a los rezagos los hemos instado a su cumplimiento y hemos reforzado las visitas de inspección para que se asegure la mejora de los servicios en los plazos establecidos por la entidad”, indicó la superintendente Avendaño.

En 2020, la Superservicios suscribió un acuerdo de mejoramiento por tres años con Enel-Codensa que contempla mejorar la calidad del servicio en 20 municipios atendidos por esta empresa y otros aspectos comerciales, operativos y administrativos.

Con Air-e y Afinia, que prestan el servicio de energía en los siete de departamentos de la región Caribe, la superintendencia hace seguimiento especial a los programas de gestión suscritos con estas empresas para superar el rezago de inversiones y mejorar integralmente el suministro, el riesgo eléctrico, la normalización y atención a los usuarios.

En el informe de seguimiento del segundo semestre de 2021, la Superservicios recomendó a Afinia, acelerar la contratación y ejecución de las inversiones con el fin de ponerse al día con las metas previstas. Mejorar los reportes de la información sobre las inversiones realizadas y los avances de los proyectos. Y las acciones encaminadas a la reducción de pérdidas.

Para el caso de Air-e, se requiere reforzar la gestión para reducir el riesgo eléctrico ya que la estrategia planteada por el prestador y los avances logrados no tienen el alcance esperado.

Fuente: Superservicios

El monto de las inversiones asciende a más de $273 mil millones. Las obras han beneficiado a la población más vulnerable de Magdalena, Arauca, Caquetá, Meta, Nariño, Putumayo, el Magdalena Medio y el Catatumbo.

31 de enero de 2022.   Con el fin de contribuir a consolidar la paz en los territorios más afectados por el conflicto armado y con altos índices de pobreza, entre 2018 y 2021 el Grupo Ecopetrol invirtió más de $273 mil millones en 65 proyectos en municipios que han sido priorizados para la implementación de los Programas de Desarrollo con Enfoque Territorial (PDET).

Los aportes del Grupo Ecopetrol han contribuido a la reactivación económica, el desarrollo sostenible y la consolidación de la paz en 32 municipios PDET, ubicados en los departamentos de Magdalena, Arauca, Caquetá, Meta, Nariño, Putumayo y en las regiones del Magdalena Medio y el Catatumbo.

Las inversiones se han enfocado en líneas como: i) Educación, Deporte y Salud; ii) Desarrollo Rural Inclusivo; iii) Emprendimiento y Desarrollo Empresarial, iv) Acceso a Servicios Públicos de Agua Potable, Energía y Gas, y v) Infraestructura Pública y Comunitaria. Las iniciativas más destacadas en cada frente son:

Educación, Deporte y Salud: comprende la mejora de infraestructura escolar, formación docente, escuelas deportivas, construcción de canchas, dotación de kits escolares, menajes para restaurantes y mobiliario escolar. En salud apoya la dotación de equipos médicos. La inversión alcanza los $59 mil millones, beneficia a 206 mil estudiantes y docentes, y ha comprendido la entrega de dotaciones de mobiliario y ambientes escolares en más de 1.650 sedes educativas en Putumayo, Meta, Arauca y Norte de Santander.

En Desarrollo Rural Inclusivo: se han fomentado las cadenas productivas de caña panelera, cacao y pimienta en Santa Marta (Magdalena) y Puerto Caicedo, Orito, Valle del Guamuez y San Miguel (Putumayo). La inversión supera los $18 mil millones beneficiando a 742 pequeños productores.

Emprendimiento y Desarrollo Empresarial: se fortaleció el tejido empresarial a través del desarrollo de capacidades, se apoyó la formulación del plan turístico para Orito y se brindó asistencia técnica a mipymes para que superen la crisis. Se han apoyado 149 pequeños empresarios.

Acceso a Servicios Públicos de Agua Potable, Saneamiento Básico y Gas: se han ejecutado soluciones de saneamiento básico como unidades sanitarias en zonas rurales y se puso en marcha un programa de masificación de gas domiciliario y soluciones transitorias con GLP, con el cual se espera cubrir a más de 22.000 hogares en Tame, Saravena y Arauquita en Arauca, y Tibú en Norte de Santander.

Infraestructura Pública y Comunitaria: se mejoró la infraestructura y conectividad terrestre a través de la intervención de más de 90 km de vías terciarias y secundarias, y se viene mejorando la infraestructura comunitaria para promover espacios de convivencia y recreación. La inversión es de $194 mil millones en Puerto Caicedo (Putumayo), Paujil (Caquetá), Teorama, El Tarra, El Carmen y Convención (Norte de Santander), entre otros.

“Así es como contribuimos al cierre de brechas en las zonas PDET, llegando con programas integrales en educación, salud, desarrollo rural, emprendimiento, acceso a servicios públicos e infraestructura, condiciones indispensables para mejorar la calidad de vida de las comunidades y consolidar la paz en los territorios”, comentó Juanita de la Hoz, gerente de Prosperidad Social de Ecopetrol.

Mediante el mecanismo de Obras por Impuestos en los municipios PDET, el Grupo Ecopetrol ha entregado al Gobierno Nacional 15 proyectos de 19 aprobados por más de $173.000 millones.

Además, en 2022 se entregarán, a través de la filial CENIT, tres puentes en la vía Astilleros a Tibú, y por parte de Ecopetrol la fase II del mejoramiento de 8 kilómetros de vía secundaria entre Paujil y Cartagena del Chairá en Caquetá.

Luego de la doble crisis de precios y la baja demanda de hidrocarburos sufrida en 2020, y de la firma de 30 nuevos contratos de Exploración y Producción a comienzos de año, la industria despega en 2022 con inversiones históricas.

26 de enero de 2022.    Más de 4.400 millones de dólares invertirá la industria de hidrocarburos en Colombia en proyectos de Exploración y Producción (E&P) durante 2022, 42% superior a la del 2021, marcando la senda de la recuperación del sector.

Así lo confirma el estudio ‘Tendencias de Inversión en Exploración y Producción (E&P) de Petróleo y Gas en Colombia 2021 y Perspectivas 2022’, realizado por la Vicepresidencia de Asuntos Económicos y Regulatorios de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP).

La firma de 69 contratos de E&P durante el gobierno de Iván Duque, luego de que en los cinco años anteriores a 2018 no se firmaron contratos, parece estar dando frutos. Así, la inversión en exploración será de 1.130 millones de dólares, 2,2 veces superior a la ejecutada en 2021 (USD 520 millones) y la más alta registrada desde 2014.

Por su parte, la inversión en producción para 2022 será de USD 3.270 millones, un 27% más que en 2021, cuando fue de USD 2.570 millones.

De acuerdo con el informe, del total de las inversiones en E&P el 52% tiene foco en gas natural, y la región Caribe será la principal receptora de inversión en exploración, seguida de los Llanos Orientales y el Valle Medio del Magdalena. En producción, Meta continúa siendo el principal destino de inversión.

“Desde la ACP vemos estas proyecciones como una buena noticia para Colombia, pues una mayor inversión exploratoria se traduce en dinamismo de las economías locales, generación de empleo, inversión social y ambiental, y oportunidades para las regiones; además, la exploración es la producción del futuro, es decir, la garantía de la autosuficiencia energética del país, y de los ingresos fiscales que recibe Colombia por la producción y exportación de sus recursos energéticos”, afirmó Francisco José Lloreda Mera, presidente Ejecutivo de la ACP.

Para este año se destaca el creciente interés en gas natural, que representa el 52% del total de la inversión en exploración proyectada (USD 591 millones). Asimismo, USD 930 millones (82% de las inversiones de 2022) se llevarán a cabo en tierra firme y el restante en offshore (USD 200 millones), que incluyen la perforación de dos pozos en aguas profundas.

Las regiones que recibirán el mayor porcentaje de inversión son: Caribe, que continúa siendo la principal receptora de inversión exploratoria (USD 487 millones). El 59% de la inversión se realizará en tierra firme; y el total de la inversión destinada a proyectos offshore en Colombia se ejecutará en esta región. Asimismo, en el Caribe se ejecutará el 78% de la inversión que tiene como foco la búsqueda de gas natural, fundamental para revertir la caída en las reservas en los últimos diez años.

Los Llanos Orientales son la segunda región con mayor inversión exploratoria con USD 361 millones presupuestados, que serán ejecutados principalmente en Meta (USD 140 millones) y Casanare (USD 139 millones). El 12% del presupuesto exploratorio se ejecutará en los Santanderes y el restante está distribuido en otras regiones del país.

“Pese a los importantes esfuerzos en inversión, vemos que la producción promedio diaria de petróleo para 2022 será de 760 mil barriles por día, aún por debajo de los niveles prepandemia. Para el país, es de la mayor importancia aumentar la producción si queremos aprovechar la coyuntura de precios internacionales del petróleo y la actual tasa de cambio. Una mayor producción de crudo representa mayores ingresos para la Nación y para las regiones vía regalías, pues por cada dólar que se incrementa el precio, el país recibe anualmente entre 350 y 400 mil millones de pesos de ingresos adicionales”, enfatizó Lloreda Mera.

Clima de inversión

El Informe de Tendencias de Inversión E&P presenta también los resultados de la encuesta de clima de inversión, donde se evalúa si se presentaron cambios significativos frente al 2020; los aspectos que mejoraron y los que empeoraron en Colombia durante el 2021; y el impacto del clima de inversión en la estrategia de exploración y producción de las empresas.

De acuerdo con los resultados, casi dos terceras partes de las compañías encuestadas consideran que hubo cambios en el ambiente de inversión del 2021 con relación al 2020.

Entre los aspectos que mejoraron se destacan: los esfuerzos de la ANH por promover la reactivación de la exploración, la Ronda Colombia 2021, los avances en torno a la reducción de las tarifas de transporte por oleoductos y gasoductos, entre otros.

Entre los aspectos que empeoraron se encuentran la conflictividad social, especialmente durante el paro nacional, y la incertidumbre política preelectoral, entre otros. También hay que señalar que los atentados a la infraestructura crecieron: mientras en 2020 se presentaron 48 atentados, en 2021 fueron 63.

“El aumento de inversión proyectada para este año, tanto en exploración como producción, que ascenderá en total a los USD 4.400 millones en 2022, 42% superior al del 2021, son un buen síntoma de la reactivación económica del país, y los avances en materia regulatoria; esperamos continuar trabajando por mejorar los factores que continúan afectando el clima de inversión en aras de fortalecer la competitividad del país y dinamizar un sector estratégico para Colombia y las regiones”, puntualizó finalmente el presidente de la ACP.

La petrolera de mayoría estatal salió avante en un proceso en su contra interpuesto por la compañía Parker Drilling Company International Limited.

25 de enero del 2022.    El Consejo de Estado negó las pretensiones de una demanda interpuesta por Parker Drilling Company International Limited contra Ecopetrol, por costos asociados al incumplimiento de un contrato para la perforación de pozos petroleros, por la demora en la socialización del proyecto con los grupos de interés en la zona de influencia y bloqueos viales originados en protestas ciudadanas en el Casanare hace 10 años.

Según la demandante, su contraparte incumplió sus obligaciones frente a la socialización que requería el proyecto de un pozo en Capiagua, municipio Aguazul (Casanare), lo que condujo a bloqueos en las vías de acceso por parte de la comunidad, que a su vez condujeron a la inmovilización de la maquinaria que era necesario transportar para ejecutar las obligaciones asumidas en este contrato.

Por esa razón, precisó, Ecopetrol incumplió su obligación de pagar la tarifa stand by de equipo inactivo con cuadrilla, que había sido pactada en esta relación contractual. Ante la descripción de los acontecimientos, la parte actora solicitó condenar a la demandada a pagar más de un millón de dólares, correspondientes a la tarifa originada en la inmovilización de la maquinaria entre el 15 de septiembre y el 10 de octubre del 2012.

En primera instancia, el Tribunal Administrativo de Cundinamarca negó las pretensiones de la demanda. Para esa corporación judicial, la socialización del proyecto era responsabilidad conjunta de las partes y no exclusiva de Ecopetrol. Así las cosas, dado que esta última no cumplió con su obligación de convocar a la comunidad para socializar el proyecto, la demandante también desconoció su obligación de establecer los perfiles que serían tenidos en cuenta para contratar a los integrantes de la comunidad para el desarrollo de la gestión contractual.

Parker Drilling interpuso recurso de apelación contra esa decisión, con la intención de que el Consejo de Estado condenara a Ecopetrol. Sostuvo que el Tribunal desconoció que sí cumplió con su obligación contractual, al haber contratado a personas de la comunidad que habitaba en el área de influencia del proyecto. Además, sostuvo que siempre estuvo presta a movilizar los equipos.

El Consejo de Estado negó las pretensiones de la demanda, por considerar que no se probó el incumplimiento. Sostuvo que no se acreditó que la situación que originó la para en las labores de la maquinaria durante 26 días dieran lugar a que Ecopetrol estuviera obligada a pagar la tarifa stand by de equipo inactivo con cuadrilla. Además, aseguró que esta última sí cumplió las obligaciones contractuales que asumió frente a la socialización del proyecto con la comunidad.

El fallo señala que, en este caso, no se evidenció que la contratista permaneciera con la maquinaria y el personal inactivos, a la espera de las órdenes de Ecopetrol, que era la circunstancia que permitía el cobro de la ya reseñada tarifa.

Además, se constató que la demandada desarrolló todas las actividades a su alcance para garantizar la socialización del proyecto y prestó la colaboración que le era exigible para la movilización de los equipos del contratista.

Dado que no prosperó la solicitud presentada por Parker Drilling Company International Limited, esta debe correr con parte de los costos del proceso, como lo ordena la ley, al establecer las circunstancias en las que procede la llamada condena en costas para la parte que resulta vencida en juicio.

Fuente: Consejo de Estado

Hocol perforó con éxito el pozo exploratorio Ibamaca-1 y encontró hidrocarburos en el área del municipio de Chaparral, departamento del Tolima. El proyecto es cercano a los campos productores de hidrocarburos, lo cual permitirá una entrada temprana de la producción por su cercanía a la infraestructura existente en el Bloque Tolima.

25 de enero de 2022.   Hocol, empresa del Grupo Ecopetrol, anunció el descubrimiento de petróleo crudo de 17° API en el pozo exploratorio Ibamaca-1, localizado dentro del Bloque Convenio de Exploración y Producción Tolima. Este pozo se encuentra ubicado a 13 kilómetros al este del municipio de Chaparral, en el departamento del Tolima.

El pozo exploratorio Ibamaca-1 es 100% de Hocol y ratifica la posición de la empresa en el Valle Superior del Magdalena con actividades de exploración y producción.

Ibamaca-1 llegó a una profundidad medida total de 5.740 pies (1.750 metros) el día 8 de diciembre de 2021. El pozo probó hidrocarburos en la Formación Monserrate, la cual se encontró a una profundidad de 4.900 pies (1.494 metros), con un espesor de arenas netas petrolíferas de 183 pies (53 metros, espesor estratigráfico). Durante las pruebas iniciales se produjo aceite de 17°API con una tasa potencial de 400 barriles por día de crudo (bpd) y 1% de producción de agua.

Hocol se encuentra realizando los análisis correspondientes para determinar el plan de pruebas extensas a seguir en los próximos meses. La proximidad con la infraestructura existente dentro del Bloque Tolima permite facilitar el inicio de producción de manera temprana y contribuir así con el incremento de la producción.

“El descubrimiento de Ibamaca y su plan de evaluación apalancan la estrategia de crecimiento de Hocol a través de la exploración, y sigue fortaleciendo su posición como uno de los productores más importantes de hidrocarburos y generadores de valor económico, social y ambiental en la Cuenca del Valle Superior del Magdalena de los departamentos del Huila y Tolima”, aseguró Rafael Guzmán Ayala, presidente de Hocol.

Fuente: HOCOL

Los compromisos adquiridos durante el cuarto ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) representan inversiones para el país de más de US$148,5 millones.

18 de enero de 2022.   Durante enero, el Gobierno Nacional, encabezado por el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en conjunto con las compañías adjudicatarias de las 30 áreas colocadas durante el cuarto ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), suscribirán los contratos de las áreas adjudicadas en la pasada Ronda Colombia 2021.

“En agosto de 2018 recibimos un sector con casi cinco años sin adjudicar ni firmar nuevos contratos de hidrocarburos y en lo corrido del gobierno del presidente Duque, hemos adjudicado 69 áreas que seguirán posicionando al sector como uno de los principales motores de la reactivación económica y del desarrollo del país”, dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. 

Durante el cuarto ciclo del PPAA, realizado en 2021, se adjudicaron 30 áreas a siete empresas: Ecopetrol, Parex Resources, Lewis Energy, Frontera Energy, CNE Oil & Gas, Hocol y Maurel & Prom Amérique Latine.

Las áreas adjudicadas están ubicadas en distintas zonas del país como Santander, Norte de Santander, Bolívar, Meta, Casanare, Córdoba, Sucre, Vichada, Cundinamarca, Arauca, Atlántico, Antioquia, Magdalena, Cesar, Boyacá, Huila, Cauca y Tolima.

“En la Ronda Colombia 2021 se ofertaron 53 áreas entre propuestas por la ANH y nominadas por las compañías, para un total de 30 áreas adjudicadas y un porcentaje de éxito del 56%. Lo que demuestra una gran apuesta de la industria y un sector comprometido con la reactivación económica y sostenible del país. Nuestra misión como administradores del recurso hidrocarburífero nos compromete a seguir trabajando y generar las condiciones para atraer la inversión que tanto necesita Colombia para la seguridad energética nacional en los próximos años”, puntualizó el presidente de la ANH, Armando Zamora Reyes.

Finalmente, el funcionario agregó que el país tiene actualmente un potencial de 400 áreas adicionlaes, que las empresas pueden nominar en el marco del PPAA.

Al cierre de 2021 se recaudaron $8,33 billones de regalías. El 77 % de lo proviene de hidrocarburos y el restante de minería. Más de 1.000 municipios se han beneficiado con los recursos.

12 de enero de 2022.   Las regalías sobre la producción de hidrocarburos y minerales que pagan las empresas del sector minero-energético constituyen una de las principales fuentes de financiación para los gobiernos departamentales y municipales en Colombia.

A finales de 2020, el Congreso de la República aprobó el Presupuesto del Sistema General

Con corte al 31 de diciembre del 2021, el recaudo de regalías en el territorio nacional ascendió a $8,33 billones, frente a una proyección que se tenía prevista de $7,07 billones, lo cual refleja un cumplimiento del 118% para el periodo y un avance del 54% frente a los $15,4 billones estimados para el bienio. 

“Los recursos de regalías que se generan por la actividad minera y de hidrocarburos apalancan el cierre de brechas en el país con obras en diferentes sectores, entre ellas la ampliación de la cobertura del servicio de energía y gas en Colombia”, dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. 

Del total recaudado de regalías en 2021, el 77 % ($6,4 billones) proviene del sector de los hidrocarburos, mientras que el 23 % restante ($1,9 billones) fue aportado por el sector minero. 

Uno de los factores que más ha influido en el buen comportamiento del recaudo de las regalías ha sido el precio internacional del petróleo y el carbón, los dos principales productos de exportación del sector. Por ejemplo, en 2021 el valor promedio del crudo de referencia Brent, que es el que utiliza Colombia para sus cuentas fiscales, fue de US$70,68 por barril frente a los US$50,20 por barril proyectados con anterioridad.

La TRM es otra de las variables que han contribuido a mantener los ingresos de regalías, teniendo en cuenta que durante el último trimestre esta se ubicó en $3.879, cuando se esperaba que fuese de $3.747.

Es de mencionar que los gobiernos departamentales y municipales destinan los recursos de regalías para promover el desarrollo de los territorios a través de la financiación de distintos tipos de proyectos como la construcción de vías, colegios, hospitales, entre otros.

Vale la pena recordar que en 2019 y 2020 el Congreso aprobó y reglamentó la reforma constitucional al Sistema General de Regalías para que los departamentos y municipios productores de recursos petroleros y mineros recibieran más recursos, sin afectar la asignación a las regiones no productoras.

Con la reforma se estableció que las asignaciones de recursos para las regiones productoras de hidrocarburos y minerales pasaran del 11% al 25%. La reforma también promueve la equidad, destinando más recursos a los municipios más vulnerables de país, pues los municipios con mayores necesidades básicas insatisfechas se han beneficiado con mayores de asignaciones, pasando del 10,7% al 15%.

Más de 100 proyectos aprobados por el OCAD Paz

Entre junio de 2020 y diciembre de 2021, el Órgano Colegiado de Administración y Decisión Paz (OCAD Paz) ha aprobado 118 proyectos para la ampliación de cobertura energética en el país. 

Estos proyectos aprobados han beneficiado a más de 63.000 familias y se han destinado más de $1,2 billones provenientes de regalías para su respectiva realización. 

Por su parte, el OCAD Regional Llanos ha aprobado cinco proyectos con inversiones por más de $88.000 millones y que beneficiarán a 28.925 habitantes de los departamentos de Guaviare, Meta, Arauca y Guainía. 

De igual manera, el OCAD Regional Eje Cafetero ha aprobado dos proyectos que beneficiarán a más de 1.100.000 personas y que cuentan con una inversión de $71.000 millones.

Finalmente, el OCAD Regional Centro Sur Amazonía ha aprobado dos proyectos por $41.000 millones que benefician a 432.000 habitantes de los departamentos de Caquetá y Amazonas.

Fuente: Minenergía

En Colombia, Guatemala y Perú, el GEB y sus filiales fueron en 2021 reconocidos por su compromiso y buenas prácticas en sostenibilidad, operaciones y gobierno corporativo, entre otros.

5 de enero de 2022.   Las metas de crecimiento y excelencia operacional del Grupo Energía Bogotá (GEB) no solo se ven reflejadas en sus excelentes números financieros –reportó ingresos en el tercer trimestre de 2021 de $1,4 billones y un crecimiento del 47,7% en las utilidades y del 107% en el EBITDA–, sino en los catorce reconocimientos y premios que obtuvo la compañía y sus filiales el año que acaba de terminar.

No es un dato menor, cuando cada vez más los inversionistas, accionistas y la sociedad en general reconocen a las compañías que enfocan su trabajo no solo en generar rendimientos económicos y dividendos sino a las que asumen compromisos sociales, ambientales y de buenas prácticas en todos los aspectos corporativos.

Esos esfuerzos corporativos en sostenibilidad, innovación, reputación, abastecimiento, equidad de género, seguridad y salud en el trabajo, operaciones, ciberseguridad y talento, entre otros, fueron reconocidos en Colombia, Perú, Guatemala y Brasil, países donde tiene operación el GEB.

Entre esos reconocimientos se destaca el ingreso al Dow Jones Sustainability Index (DJSI), el índice de sostenibilidad más reconocido a nivel internacional. En él se logró la más alta calificación desde la primera participación en 2011; este año el GEB se ubicó en el primer lugar en América de la industria de gas y utilities y el cuarto a nivel mundial, fue incluido en el DJSI de Mercados Emergentes y el del MILA (Mercado Integrado Latinoamericano).

Sumado a esto, Pacto Global entregó al GEB un reconocimiento por las buenas prácticas en desarrollo sostenible por la iniciativa ‘Aulas solares interactivas’, del programa ‘Energía para aprender’, que nace del objetivo de grupo de generar valor compartido entendiendo la educación como la gran herramienta de desarrollo. El programa se realiza en conjunto con el Ministerio de Educación y TGI, filial del GEB, y a la fecha se han entregado 20 aulas.

Así mismo, el GEB obtuvo certificaciones como la de la organización internacional Chartered Institute of Procurement & Supply (CIPS), encargada de promover las buenas prácticas y altos estándares en la adquisición de bienes y suministros en el Programa de Excelencia en Abastecimiento, y el premio de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), por la ponencia  ‘Caracterización de amenazas cibernéticas en los sistemas de transmisión de energía eléctrica’, de Juan Carlos Carreño, líder de Mantenimiento de Transmisión.

En el área de Seguridad y Salud en Trabajo, el Grupo fue reconocido por la Asociación Nacional de Profesionales en Salud, Seguridad y Ambiente (ASONAP) por el trabajo de la compañía en la cultura de SST y gracias al buen desempeño en esta materia fue reconocido igualmente por Comisión de Integración Energética Regional (CIER).

También fue incluido como miembro del Consejo Global de Vision Zero, que reúne a 14 empresas del mundo referentes en seguridad, salud y bienestar a través del cual se comparten estrategias para el cuidado integral de los colaboradores. Es la primera empresa en América Latina en hacer parte de esta instancia.

Finalmente, el GEB ocupó el puesto 15 en la medición de Great Place To Work en los mejores lugares para trabajar en Colombia y se ubicó entre las 100 compañías con mejor reputación en el país, según el ranking Merco, la medición más importante de reputación corporativa de América Latina.

En esta clasificación, también fue destacado su presidente Juan Ricardo Ortega como uno de los 100 líderes empresariales con mejor reputación del país.

A la lista de estos reconocimientos también se suma la distinción entregada a TGI por alcanzar el Sello Plata de Equipares, iniciativa del Ministerio del Trabajo y el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), por su compromiso en el cierre de brechas de género. Sumado a esto, Mónica Contreras, presidente de esta compañía, fue destacada en el ranking Merco de las 15 mujeres con mejor reputación en Colombia.

En esta clasificación, en Perú, Cálidda, la compañía de distribución de gas natural del Grupo en ese país, ocupó el puesto 18 entre las 100 empresas más reputadas.

Reciénteme TRECSA, filial del Grupo en Guatemala, obtuvo el primer lugar en la categoría descarbonización en los Premios a la Innovación CIER 2021, por su proyecto de aprovechamiento forestal de alta precisión y tendido con dron en líneas de alta tensión.

“Estos reconocimientos son el reflejo del trabajo arduo y el compromiso de cada uno de los colaboradores de la compañía y evidencian que cada vez las empresas del GEB enfocan su trabajo a alcanzar las metas y los resultados con propósito, generando valor para todos sus grupos de interés”, señaló Ortega.

Fuente: GEB

Mientras la producción de gas natural tuvo un descenso del 2,3% frente a octubre; la de petróleo aumentó 0,89%.

29 de diciembre de 2021.    De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, la producción comercializada de gas en noviembre pasado, fue de 1.101 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que representa una disminución del 2,3% frente a lo registrado en octubre pasado (1.127 mpcd). Sin embargo, en comparación con noviembre de 2020 (1.098 mpcd), la producción tuvo un incremento del 0,26%.  

La disminución del gas comercializado se registró, principalmente, en los campos Cupiagua (Aguazul, Casanare), Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), Pandereta (Caimito, Sucre), Cusiana, Carmentea (Tauramena-Casanare), Corazón (Sabana de Torres, Santander) y Ballena (Manaure, La Guajira), debido a la reducción en la demanda de gas durante el mes.    

Durante los primeros 11 meses de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 4,65%, llegando a 1.083 millones de pies cúbicos por día (mpcpd), frente a los 1.035 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2020.  

Por su parte, la producción de petróleo en Colombia fue de 746.845 barriles promedio día en noviembre de 2021, un leve aumento del 0,89% frente a los datos reportados durante octubre de 2021 (740.265 bpd). Con respecto a la producción de noviembre de 2020 (760.940 bpd), se registró una disminución del 1,85%.  

El incremento en la producción se debió, principalmente, a la reactivación del campo La Belleza (Plato, Magdalena) y al restablecimiento de la producción en los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Jacana (Villa Nueva, Casanare), Tigana (Tauramena, Casanare), Platanillo (Puerto Asís, Putumayo) y Yariguí-Cantagallo (Cantagallo, Bolívar).

En los primeros once meses de 2021, la producción promedio de petróleo alcanzó 735.457 barriles promedio día, lo que muestra una reducción de 6,1% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 783.291 barriles día.

Finalmente, durante noviembre de 2021 se inició la perforación de 5 pozos exploratorios y 47 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 34 pozos exploratorios y 381 de desarrollo.

Además, durante este mes se adquirieron 57,9 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en lo que va del año de 1.250 kilómetros.

Con el proyecto ‘Aprovechamiento forestal de alta precisión y tendido con dron en líneas de alta tensión’, esta empresa, filial en Guatemala del Grupo Energía Bogotá (GEB), obtuvo el premio CIER de descarbonización 2021.

23 de diciembre de 2021.   Trecsa, filial en Guatemala del Grupo Energía Bogotá (GEB), obtuvo el primer lugar en la categoría descarbonización de los premios a la Innovación 2021 de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER).

La compañía obtuvo el reconocimiento por su proyecto ‘Aprovechamiento forestal de alta precisión y tendido con dron en líneas de alta tensión, para la reducción de afectación a la cobertura forestal dentro de los proyectos de Trecsa’.

El proyecto compitió con varios países de Latinoamérica y los directivos de Trecsa recibieron oficialmente el premio en un evento presencial en Panamá; allí, la compañía presentó esta iniciativa y compartió esta buena práctica con los países invitados.

La CIER es una organización de carácter internacional regional sin fines de lucro que reúne a empresas y organismos del sector energético.

Esta innovación de Trecsa, que evidencia el compromiso que la compañía tiene para la reducción significativa de la afectación de la cobertura forestal en la ejecución de sus proyectos, responde a la intención de la implementación de acciones con nuevas tecnologías, para construir un desarrollo más sostenible.

“Enfrentamos un desafío energético dual, puesto que sabemos que el aumento del consumo de energía será mayor en los próximos años, por lo que necesitamos invertir en tecnología que asegure la sostenibilidad de los proyectos de expansión de transmisión eléctrica, mientras fomentamos el crecimiento económico de Guatemala y de los demás países donde tiene operación el GEB”, aseguró Mauricio Acevedo, gerente General de Trecsa.

Por su parte, Juan Pablo de León, gerente de Proyectos de Trecsa, indicó que con la iniciativa ganadora y otras acciones la compañía ha reducido la necesidad de despeje de los trazos del proyecto en el tendido de las líneas de transmisión eléctrica, con lo que ha logrado mantener 53,87% de la cobertura forestal en las 59,9 hectáreas que ya cuentan con el tendido eléctrico instalado del Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía, conservando más de la mitad del bosque en las áreas donde se han ejecutado las obras, así como el 77,38% del bosque en espacios con riesgo a erosión por donde pasa el cableado.

Finalmente, Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB, señaló: “El Grupo ha emprendido una estrategia sólida de innovación para responder a la transformación que vive el mundo y no

perdernos del momento que la humanidad vive. Es así como la innovación deberá ser un

proceso permanente que cree valor para todas nuestras empresas y para la sociedad, y que genere los grandes cambios que nuestros países requieren. Lo que está haciendo Trecsa, y que acaba de ser reconocido por la CIER, es un ejemplo de ello”.